Приказ Госкомэкологии РФ от 28 января 1997 г. N 24 "Об утверждении заключения государственной экологической экспертизы уточненного технико-экономического обоснования разработки Комсомольского месторождения для Соглашения о разделе продукции"

Приказ Госкомэкологии РФ от 28 января 1997 г. N 24
"Об утверждении заключения государственной экологической экспертизы уточненного технико-экономического обоснования разработки Комсомольского месторождения для Соглашения о разделе продукции"


В соответствии с Федеральным законом "Об экологической экспертизе" (статья 18) приказываю:

Утвердить заключение экспертной комиссии государственной экологической экспертизы, образованной во исполнение приказа Минприроды России от 24.10.96. N 447 по уточненному ТЭО разработки Комсомольского месторождения для Соглашения о разделе продукции.


Председатель

B.И.Данилов-Данильян


Заключение
экспертной комиссии государственной экологической экспертизы Госкомэкологии России по рассмотрению материалов уточненного технико-экономического обоснования разработки Комсомольского месторождения для Соглашения о разделе продукции
(утв. приказом Госкомэкологии РФ от 28 января 1997 г. N 24)


Экспертная комиссия, утвержденная приказом Госкомэкологии России N 447 от 24.10.96 в составе: руководителя экспертной комиссии д.э.н., председателя КЕПС РАН А.А.Арбатова, заместителя руководителя к.г.н., вед.н.с. ГИЗР Л.В.Бычковской, ответственного секретаря - ведущего специалиста Управления государственной экологической экспертизы М.В.Новиковой, технического секретаря - Ю.В.Галкиной, членов экспертной комиссии: к.ф.-м.н. Л.И.Болтневой, А.И.Варущенко, д.ю.н. О.Л.Дубовик, д.т.н. С.Н.Закирова, д.т.н. М.Я.Зыкина, к.г.н. Л.С.Исаевой-Петровой, Н.В.Калиничевой, к.э.н. А.В.Мухина, к.г.-м.н. С.Ю.Пармузина, к.э.н. В.Г.Постникова, д.т.н. В.А.Сахарова, к.г.-м.н. В.П.Стрепетова, к.ф.-м.н. В.И.Фейгина, к.г.-м.н. Ю.Г.Чельцова рассмотрела представленные материалы, подготовленные СП "Пур Ривер" (АО "Пурнефтегаз" и СП "Квинтана/Шелл") для Соглашения о разделе продукции.


1. Краткое содержание представленных материалов


На экологическую экспертизу представлены следующие материалы:

1. Том 1. Текст и Приложения, который содержит:

- экономико-географическую характеристику лицензионного участка;

- оценку геологических условий залегания нефтеуглеводородного сырья и его запасов;

- технологию разработки месторождения;

- характеристику объектов обустройства и инфраструктуры;

- экономическую оценку.

2. Том 2. Рисунки и таблицы.

3. Том 3. Раздел по охране окружающей среды, в состав которого включены:

- оценка современного состояния окружающей природной среды;

- характеристика объектов промысла и инфраструктуры;

- оценка экологических последствий эксплуатации месторождения;

- социально-экономическая оценка последствий освоения месторождения;

- мониторинг загрязнения, нарушения и деградации окружающей природной среды;

- разработка мероприятий по предотвращению и минимизации добычи и переработки углеводородного сырья.

4. Приложение к Уточненному ТЭО разработки Комсомольского месторождения.

5. Протокол заседания центральной комиссии по разработке нефтяных и нефтегазовых месторождений N 2042 от 10.07.96

6. Проект Пур-Ривер. Соглашение о разделе продукции между Государством и Инвестором;

- Соглашение о разделе продукции.

- Порядок ведения бухгалтерского учета.

7. Дополнительно по запросам экспертов на экспертизу также были представлены материалы к ОВОС, содержащие:

- оценку проявления экзогенных процессов рельефообразования на территории освоения и прогноз их развития;

- оценку потребности в ресурсах поверхностных вод; прогноз изменения водности, гидрохимического состава воды и загрязнения поверхностных водоемов;

- оценку криолитологических условий района месторождения;

- оценку современного использования земельного фонда в границах месторождения, а также качества земельных угодий;

- мероприятия по рекультивации нарушенных земель;

- оценку видового разнообразия ресурсного потенциала растительного и животного мира;

- основные направления затрат на природоохранные мероприятия;

- справку об уровне радиоактивности на территории Комсомольского месторождения;

- оценку социально-экономических последствий реализации проекта.


2. История вопроса


На Комсомольском месторождении в 1966 году в сеноманских отложениях были обнаружены залежи газа, а в 1982 г. в нижнемеловых - залежи нефти. После проведения оценочного бурения в 1986 г. Главтюменьнефтегаз утвердил проект пробной эксплуатации, реализация которого началась в 1988 году. Технологическая схема опытно-промышленной разработки месторождения была утверждена Центральной комиссией по разработке нефтяных и нефтегазовых месторождений (ЦКР); Протоколы N 1387 от 21.11.90 и N 1405 от 7.03.91. Из 195 эксплуатационных скважин (9 из которых - нагнетательные) в настоящее время ведут добычу 120 скважин из 16 продуктивных пластов. К настоящему времени дебиты скважин при опробовании места составили 5 - 30% от дебитов разведочных скважин.

Месторождение недоразведано. Состояние его разработки на сегодняшний день характеризуется заколонными перетоками, образованием вторичных газовых шапок, снижением пластовых давлений и дебитов скважин.

С целью разрешения проблем, вызванных отсутствием как специальных технологий разработки подобных месторождений, так и необходимых инвестиций, было принято решение о привлечении в объединение "Пурнефтегаз" инвестора для разработки месторождения. Этими инвесторами являются зарубежные фирмы "Квинтана" (США) и "Шелл Интернэшнл" (Голландия). Российское агентство по международному сотрудничеству и развитию (РАМСИР) зарегистрировало совместное российско-американское СП "Пур-Ривер" 21.12.93.

СП "Пур-Ривер" (АО "Пурнефтегаз" и СП "Квинтана/Шелл") было подготовлено "Уточненное технико-экономическое обоснование", в котором были учтены замечания ВНИИнефти к первоначальному ТЭО, касающиеся вовлечения в разработку всех запасов, утвержденных ГКЗ и применения передовых технологий при разработке месторождения и эксплуатации скважин, а также дополнен раздел "Оценка воздействия на окружающую среду". Эти документы являются обоснованием для переговоров по заключению Соглашению о разделе продукции на разработку Комсомольского месторождения. Оператор - компания "Шелл".

Уточненное технико-экономическое обоснование разработки Комсомольского нефтегазового месторождения (вариант 5) утверждено Центральной комиссией по разработке нефтяных и нефтегазовых месторождений 10.07.96 N 2042.

В рамках Соглашения проект планируется реализовать в два этапа. Первый этап включает двухлетний период сбора данных, на основании которых будут определены объем и технологические решения по комплексной разработке месторождения на втором этапе в течение 20 лет. Общий срок эксплуатации месторождения составляет 65 лет.

Лицензия на эксплуатацию, полученная "Пурнефтегазом", в настоящее время соответствует площади Комсомольского месторождения по запасам С1 + С2. В южной части Комсомольского месторождения на своем лицензионном участке работает самостоятельная организация "Пурнефтегазгеология", роль которой в разработке месторождения будет определена в ходе дальнейших переговоров.

В лицензионном соглашении в качестве потенциальных объектов разработки включены все продуктивные пласты между подошвой сеноманских и кровлей юрских отложений.


3. Краткая экономико-географическая и природная характеристика района разработок


Комсомольское нефтегазовое месторождение расположено в Пуровском районе Ямало-Ненецкого автономного округа, в северной части Западно-Сибирской низменности, на левом берегу р.Пякупур (приток р.Пур), вдоль авто-железнодорожной магистрали Сургут-Уренгой. Северо-восточнее месторождения на расстоянии около 15 км находится пос.Губкинский с населением 20 тыс.человек; на удалении примерно 37 км расположен пос.Пурпе. На территории месторождения население не проживает, имеются только вахтовые поселки для персонала.

Климат района месторождения - континентальный, для которого характерны отрицательная среднегодовая температура воздуха (-6,7 град.С), малая продолжительность безморозного периода (87 сут.), неравномерное выпадение атмосферных осадков с преобладанием их в теплый период года, высокая относительная влажность воздуха и многоснежная зима.

Район месторождения является частью Надым-Пуровской нефтегазоносной области, которая в структурно-тектоническом плане образует центральную региональную зону поднятий. Геологический разрез представлен терригенно-осадочной толщей мезозойско-кайнозойского возраста мощностью 3600 м, в которой выделяются комплексы юрских, меловых, палеогеновых и четвертичных отложений.

В гидрогеологическом разрезе выделяются два этажа. Подземные воды нижнего гидрогеологического этажа (юрский и готтерив-барремский-апт-сеноманский водоносные комплексы) характеризуются как термальные с высокой минерализацией и с достаточно высоким содержанием йода (4,0 - 19,0 мг/л) и брома (10 - 57 мг/л). Подземные воды верхнего этажа заключены в песчанисто-алевритовых отложениях чеганской, атлым-новомихайловской свит и песчано-супесчаных отложениях четвертичного возраста. Гидрогеологические условия осложнены двухслойным строением и прерывистым распространением многолетнемерзлых пород (ММП). В целом, по содержанию отдельных компонентов, воды верхнего этажа соответствуют требованиям ГОСТ 2874-82 "Вода питьевая", за исключением показателей цветности, мутности, содержания железа и марганца. Воды атлым-новомихайловских отложений характеризуются хорошей защищенностью от фильтрации загрязнений сверху, воды современных четвертичных отложений - плохой. Последние могут использоваться для технического водоснабжения.

По геокриологическим условиям территория месторождения расположена в центральной части разобщенного залегания современных и древних (реликтовых) ММП. Слой современной мерзлоты имеет прерывистое распространение по площади и приурочен в основном к первой надпойменной террасе. Границы распространения ММП практически полностью оконтуривают площади развития торфяников. Глубина залегания кровли ММП изменяется от 0,4 - 0,8 до 1,2 м на площадях распространения торфяников и составляет в среднем около 5 метров на песчаных участках. Мощность ММП составляет 8 - 54 м, среднегодовая температура - 0 - (-2) град.С. Реликтовые ММП фиксируются с глубины 110 - 195 м, их мощность составляет от 25 до 125 м.

Почвенный покров характеризуется преобладанием подзолов, болотно-подзолистых и торфяных почв. Почвы отличаются слабой устойчивостью к антропогенным нагрузкам, вследствие легкого механического состава, отсутствия структуры, невысокого содержания органических и минеральных веществ. Для аллювиальных почв в долинах рек значительную опасность представляет паводковая эрозия.

В пределах III надпойменной террасы в центральной части месторождения почвенный покров отличается значительными нарушениями.

Комсомольское месторождение расположено в пределах подзоны северной тайги. Растительный покров представлен лесами и болотами. Основные лесообразующие породы - сосна сибирская (кедр сибирский), лиственница сибирская, ель сибирская, береза повислая. Леса редкостойные сосновые, сосново-лиственничные и сосновые с участием ели и березы, с развитым кустарничко-травяным и мохово-лишайниковым ярусом. Преобладают производные древостои. Заболоченность района - около 30%. На водоразделах распространены олиготрофные сосново-кустарничково-сфагновые болота с кедром и лиственницей, на первой надпойменной террасе р.Пякупур - евтрофные травяно-моховые и травяно-моховые с участием древесных пород и кустарников. Роль олиготрофных болот возрастает.

Животный мир на территории месторождения представлен, главным образом, таежными видами (лось, северный олень, бурый медведь, рыжая лисица, заяц-беляк), включая пушных (белка, горностай, норка, ондатра, выдра). Среди птиц распространены глухарь, тетерев, рябчик, белая куропатка, гуси, утки. В реках встречаются туводные рыбы. Освоение Комсомольского и других близко расположенных месторождений предопределило низкую плотность популяций животных и ихтиофауны.

Открытие и последующее освоение Комсомольского нефтегазового месторождения с конца 80-х годов повлекло за собой резкие изменения экономики и демографии осваиваемого региона. Рабочая сила, необходимая для промышленного освоения месторождения, привлекалась из западных районов бывшего СССР. В 1986 г. появился поселок Губкинский, обеспечивающий рабочих близлежащих нефтяных месторождений жильем и другими бытовыми удобствами и услугами.


4. Техническая и технологическая характеристика объектов нефтегазодобычи как источников воздействия на окружающую природную среду


Инженерные и технологические аспекты добычи углеводородного сырья (величина запасов, количество скважин, технология бурения и эксплуатации скважин, прокладка трубопроводов и т.п.) рассматривались экспертами достаточно подробно в связи с тем, что определенные в ТЭО проектные решения обусловливают соответствующий характер и степень техногенной нагрузки на окружающую среду.

4.1. Ресурсная база

На Комсомольском месторождении выделяются два купола - Восточный (15 - 20 км) и Западный (10 - 15 км). Нефтегазоносность месторождения связана с верхнемеловыми (сеноманске коллектора, содержащие свободный газ) и нижнемеловыми (валанжин-альбские нефте- и газоносные коллектора) отложениями. Последние являются планируемыми объектами эксплуатации в рамках данного проекта.

Особенностью рассматриваемого месторождения является довольно сложное геологическое строение и наличие большого числа газонефтяных залежей с небольшими запасами. В разрезе выделено 52 продуктивных пласта, 10 из которых являются газоносными, остальные содержат нефть, газ и конденсат. Этаж нефтегазоносности составляет 1,5 км. Нефти малопарафинистые, смолистые, высокосмолистые, в основном маловязкие.

По основным объектам и месторождению в целом выполнена вероятностная оценка запасов нефти и газа, при этом вероятность величины минимальных запасов составляет 85%, а максимальных запасов - 5%. Последняя величина принята в связи с тем, что она отражает вероятность уровня запасов по оценкам ГКЗ. Кроме того, в ТЭО дается оценка наиболее вероятной величины запасов. 96% геологических запасов нефти Комсомольского месторождения содержатся в 13 базовых и 8 дополнительных эксплуатационных объектах.

В таблице 4.1. сопоставлены основные показатели разработки при наиболее вероятном варианте 5 ТЭО и варианте, основанном на запасах, утвержденных ГКЗ.


Таблица 4.1.

------------------------------------------------------------------------
     Показатели разработки        |     Вариант 5 | Вариант        по
                                  |               | показателям ГКЗ
----------------------------------+---------------+---------------------
Геологические запасы  13  основных| 263           |  263
объектов (млн.т)                  |               |
                                  |               |
Геологические               запасы|  -            |  149
дополнительных объектов (млн.т)   |               |
                                  |               |
Геологические   запасы   Западного|  -            |   77
купола                            |               |
----------------------------------+---------------+---------------------
Суммарные геологические запасы    | 263           |  489
----------------------------------+---------------+---------------------
Коэффициент  извлечения  нефти  13| 18%           |  28%
базовых объектов                  |               |
                                  |               |
Коэффициент    извлечения    нефти|  -            |  16%
дополнительных объектов           |               |
                                  |               |
Коэффициент    извлечения    нефти|  -            |  28%
Западного купола                  |               |
----------------------------------+---------------+---------------------
Средний   коэффициент   извлечения| 18%           |  25%
нефти                             |               |
----------------------------------+---------------+---------------------
Эксплуатационные    скважины    13| 259           |  441
базовых объектов I (КРС + новые)  |               |
                                  |               |
Эксплуатационные          скважины|  -            |  414
дополнительных  объектов  (КРС   +|               |
новые)                            |               |
                                  |               |
Эксплуатационные          скважины|  -            |  149
Западного купола (КРС + новые)    |               |
----------------------------------+---------------+---------------------
Всего   эксплуатационных   скважин| 259           | 1004
(успешн. КРС + новые)             |               |


Более высокий коэффициент извлечения нефти (КИН) на базовых объектах по второму варианту обеспечивается увеличением срока эксплуатации скважин за счет более высокой конечной их обводненности (98 - 99% вместо 95%), уплотнением сеток скважин на ПК 18/19 и БП 7.2./8, разработкой пластов БП 6.2/7.1 и БП 8 пятиточечной сеткой с поддержанием пластового давления (ППД) закачкой воды.

В таблице 4.2 представлены изменения фонда добывающих скважин, их производительности и газового фактора во времени по варианту вовлечения всех запасов.


Таблица 4.2.

------------------------------------------------------------------------
       год разработки|   5   |  10  |   15 |     20|     30|     37
показатели           |       |      |      |       |       |
------------------------------------------------------------------------
Число      добывающих 115     180    212      286     404     498
скважин

Суточная       добыча 15630   30300  33890    36780   32990   40420
жидкости (куб.м)

Средний         дебит 136     168    160      129     82      81
(куб.м/сут)

Газовый        фактор
(куб.м/куб.м)

по нефти              180     160    211      277     342     2Z9

по жидкости           138     61     55       53      69      46


К экспериментируемым материалам данного раздела имеются следующие замечания:

1. Нельзя согласиться с предлагаемым в ТЭО значением коэффициента извлечения нефти в 25%.

Такой подход расценивается нами как "снятие сливок".

2. В ТЭО явно приуменьшены две главные составляющие КИН - коэффициент охвата и коэффициент вытеснения.

Невозможно согласиться, что коэффициенты вытеснения для всех пластов практически одинаковы и только на микроуровне теряется около половины запасов нефти. Трудно понять, что даже легкие и маловязкие нефти (менее 1 мПа.с) вытесняются из кернов наполовину. Видимо, соответствующие эксперименты выполнялись не при пластовых условиях, а с использованием дегазированных нефтей.

3. В ТЭО по существу рассматривается только добыча нефти и не уделяется внимание ресурсам газа и конденсата, хотя неучет этого фактора может иметь серьезные коммерческие, технологические и экологические последствия. В результате планируются чрезвычайно низкие коэффициенты газоотдачи.

Термобарические условия нижележащих горизонтов в совокупности с наличием легких и маловязких нефтей заставляют предположить реальность поддержания пластового давления (ППД) закачкой жирного газа в условиях, близких к режиму смешивающегося вытеснения.

4. Недостаточно четкое и полное изложение методической основы газогидродинамических расчетов не позволяет оценить степень их достоверности. Не ясно, какие результаты прогнозных расчетов базируются на ЗД трехфазном моделировании, а какие - на использовании коэффициентов падения добычи. В ТЭО отсутствует оптимизация систем разработки даже газовых объектов по плотности сеток скважин и другим технологическим параметрам. Уровень проработки технологических вопросов для Западного купола - более чем скромен. Недостатком является также отсутствие расчетов с реализацией алгоритмов history matching (корректировка гидродинамической модели с учетом показателей разработки месторождений на предыдущих этапах).

5. Из прогнозных расчетов следует резко выраженная пикообразная динамика добычи нефти, газа и воды. Видимо, такая стратегия обойдется дорого в силу необходимости проектирования системы обустройства на пиковые уровни добычи.


4.2. Основные проектные решения

4.2.1. Бурение скважин

В настоящее время в активной разработке находятся 4 горизонта. На месторождении пробурено 195 скважин, в том числе 139 добывающих, 55 нагнетательных и 1 водозаборная. С начала эксплуатации добыто 2912 тыс.т.нефти; средний дебит скважин по нефти составляет 7,8 т/сут.

Системы разработки рекомендуемого ТЭО варианта характеризуются следующими основными особенностями: объединением нескольких пластов в один эксплуатационный объект, реализацией режимов истощения в одних объектах и поддержанием пластового давления путем заводнения в других, применением как вертикальных, так и горизонтальных скважин, использованием возвратных скважин на второстепенных объектах добычи.

Скважины предполагается эксплуатировать в основном газлифтным способом (горизонты БП 1.1 и БП 2.2. - фонтанным), который в нашей стране используется очень ограниченно в связи с отсутствием качественного оборудования и передовых технологий, недостатком подготовленных специалистов.

Эксплуатацию объектов планируется осуществлять наклонно-направленными и горизонтальными скважинами. По варианту 5 ТЭО из 167 новых скважин намечается пробурить 51 горизонтальную (25 добывающих и 26 нагнетательных) с длиной горизонтального участка 1 км.

В ТЭО предложены передовые технологии в области бурения скважин и добычи нефти, среди которых следует отметить:

- компактное оборудование устья скважин, оснащенных быстро стыкующимися сегментированными зажимами вместо фланцевых соединений;

- собственная технология проведения гидроразрыва пласта (Shel-Frac), приводящая к образованию коротких и широких трещин;

- собственные химикаты для ингибирования, гидратообразования, более экономичные, чем гликоль и метанол;

- компьютерные системы и программы проектирования, контроля и управления газлифтом (Win Glue), для анализа работы газлифтных скважин (Dynalift).

По данному разделу ТЭО экспертами высказаны следующие замечания и предложения:

1. Недостатком экспортируемого ТЭО является отсутствие проработок по использованию способа эксплуатации внутрискважинного газлифта. Наличие в разрезе месторождения газонасыщенных пластов и газовых шапок в ряде нефтяных залежей делают возможным использование энергии газа высокого давления для подъема нефти на поверхность, не прибегая к строительству компрессорных станций и газоразводящей сети.

2. Мощности компрессорных станций (4 млн.ст.куб.м/сут.), которые планируются для газлифтной эксплуатации скважин по вариантам разработки уточненного ТЭО, по оценкам экспертов, будут недостаточны при разработке Комсомольского месторождения по варианту, основанному на запасах, утвержденных ГКЗ. Увеличение мощностей по последнему варианту не предусматривается.

3. В рассмотренных вариантах уточненного ТЭО не проведена оптимизация схем разработки базовых объектов по плотности и форме сеток скважин или числу рядов.

4. При объединении нескольких пластов в один эксплуатационный объект авторы исходят из идеи использования системы вертикальных добывающих и нагнетательных скважин. Такой подход резко снижает дебиты скважин, растягивает сроки разработки и, скорее всего, уменьшает конечную нефтеотдачу.

Представляется целесообразным реализовать следующий подход к эксплуатации скважин. Из одной вертикальной скважины забуривается по одному или более горизонтальных стволов на каждый из входящих в эксплуатационный объект пластов. Современные технические средства позволяют осуществить данную идею, что значительно увеличит экономический эффект от разработки месторождения.

5. Таким образом, стратегия разработки всех объектов Комсомольского месторождения может быть построена на использовании горизонтальных скважин и стволов. Вместе с тем продуктивные отложения рассматриваемого месторождения отличаются как неоднородностью, так и слоистостью строения. Известно, что эффективность дренирования таких коллекторов горизонтальными скважинами снижается, и иногда весьма существенно. Поэтому привлекательными могут оказаться так называемые псевдогоризонтальные скважины.

6. Авторы ТЭО предполагают, что непроницаемые пропластки защитят скважины от конусов газа и воды. Одновременно они считают, что режим истощения будет эффективным за счет проявления энергии газовой шапки. Это два взаимоисключающих допущения. Если первое допущение справедливо, нельзя рассчитывать на эффективный режим истощения.

7. В ТЭО не уделяется внимание обоснованию начальных дебитов добывающих скважин и расходов воды по нагнетательным скважинам; на их величины влияет большое число геологических и технологических факторов.


4.2.2. Кустовые площадки

Существующие промысловые объекты распределены на территории площадью приблизительно 8 х 12 км. Скважины сгруппированы на отсыпанных песком площадках и пробурены по технологии кустового бурения. В настоящее время на месторождении насчитывается 20 кустовых площадок. 5 из которых еще не разбурены.

Новая схема разработки месторождения (с учетом существующих и новых скважин) потребует размещения в среднем 18 скважин на кусте. Для этого площадь существующих кустовых оснований будет расширена из расчета 70 кв.м на скважину. Кроме этого потребуется сооружение новых площадок.

К недостаткам данного раздела ТЭО следует отнести отсутствие окончательных проработок по:

- экологически ориентированной технологии сооружения кустовых оснований (устройство противофильтрационного экрана, обваловка площадок, их озеленение);

- экологическим критериям оценки при оптимизации пространственного размещения кустов.

4.2.3. Система сбора и подготовки нефти и газа

Большинство необходимых трубопроводов и сборных шлейфов уже проложены. Проектом предусмотрено строительство нового газопровода высокого давления длиной 6 км на УКПГ РАО "Газпром", расположенную в пределах Комсомольского месторождения, а также замена нефтепровода длиной 32 км на установку обезвоживания нефти на Барсуковском месторождении. Предусмотрена также прокладка 6 км сборных трубопроводов к двум новым кустам скважин и водоводы нагнетательной воды (длиной 24 км) для тех кустов, где они отсутствуют. Для всех кустов (существующих и новых) потребуется сооружение системы распределения газа для газлифта длиной 24 км.

В целях минимизации и предотвращения техногенного воздействия на окружающую природную среду при строительстве трубопроводов предусматривается:

- сооружение трубопроводов по возможности в коридоре уже имеющихся линейных объектов;

- прокладка новых сборных трубопроводов и трубопроводов внешней откачки из углеродистой стали с 4-мм припуском на коррозию, рассчитанных на регулярную очистку и борьбу с отложениями парафинов;

- эпоксидное противокоррозионное покрытие и катодная защита новых трубопроводов;

- подземная прокладка на глубине 1 - 2 м.

Добываемые жидкости со всех кустовых площадок Комсомольского месторождения будут поступать на ЦУПН, где будет происходить сепарация нефти, газа и воды. Нефть (содержащая 20% подтоварной воды) по 32 км трубопроводу будет откачиваться на установку обезвоживания нефти, расположенную на Барсуковском месторождении, где будет доводиться до товарной кондиции и подаваться в систему "Транснефти".

Добываемый с нефтью попутный газ будет утилизироваться в качество топлива, а избыток подлежит реализации либо в виде неосушенного газа низкого давления на ГПЗ в пос.Губкинский, либо - после соответствующей подготовки будет подаваться через ЦКПГ в систему РАО "Газпром". Топливный газ будет использован на месторождении для различных вспомогательных обогревателей и печей и для установки продувки факела. Незначительные объемы избыточного газа будут сжигаться на факеле.

Экспертами по данному разделу отмечены следующие недостатки:

1. В ТЭО основные вопросы использования попутного газа практически не проработаны. Так, не выяснено наличие свободных мощностей в газопроводе, транспортирующем газ на Губкинский ГПЗ и возможность приема в него газа, получаемого при разработке глубоких горизонтов месторождения, а также потребность Губкинского ГПЗ в дополнительных объемах газа на переработку. Не проработаны вопросы необходимости компримирования газа для его подготовки к транспорту. Не прояснены вопросы согласования с Газпромом возможного использования имеющихся на месторождении объектов и мощностей.

2. Проектом предусматривается сжигание на факеле получающегося при разделении фракций газа низкого давления, однако отсутствует оценка объемов и параметров сжигаемого газа. Необходимо отметить, что при разработке ряда месторождений на севере Западной Сибири для ликвидации сжигания газа разгазирования успешно используется эжекторная технология, не связанная с большими дополнительными затратами. Следовало бы проанализировать возможность использования этой технологии в данном проекте для ликвидации потерь метана.

3. В работе отмечается, что попутный газ не представляет коммерческой ценности для Инвестора. Однако, решение комплекса связанных с его утилизацией вопросов должно прежде всего основываться на важности этого решения с позиций экологии и полного использования потенциала месторождения.


4.2.4. Система ППД

Ввиду недостаточности естественного водонапорного режима при добыче углеводородного сырья предусматривается система ППД с помощью искусственного заводнения. Источником воды для закачки в пласт на Комсомольском месторождении будут являться отработанная и очищенная пластовая вода и вода из наземных источников (одного из рукавов р.Пякупур)


5. Оценка материалов ТЭО по охране окружающей природной среды и рациональному природопользованию при разработке Комсомольского месторождения


5.1. Оценка современного состояния окружающей природной среды

Эксплуатация Комсомольского месторождения ведется с 1988 года. Сеноманская газовая залежь месторождения эксплуатируется предприятиями РАО "Газпром". Газодобывающие скважины, действующий фонд которых составляет сегодня 82 скважины, расположены на отдельных кустовых площадках. Газ с кустовых площадок поступает на УКПГ, расположенную в северной части месторождения. Все объекты Газпрома построены и эксплуатируются независимо от нефтепромысловых объектов, за исключением соединений для подачи газа для газлифта на два куста нефтяных скважин и совместного использования дорог.

В результате освоения и эксплуатации Комсомольского месторождения указанный район подвергся значительным изменениям: большая часть площади лишена растительности, необоснованно большие участки заняты лесосеками, значительные площади заняты карьерами, где идут процессы ветровой эрозии и образуются песчаные дюны. На залесенной территории обширна сеть дорог и проложен центральный коридор трубопроводов, параллельно которому проходит основная ЛЭП и дорога Сургут-Уренгой. Некоторые участки размещения скважин загрязнены нефтью, буровым шламом и растворами.

Добыча нефти и газа на Комсомольском месторождении оказала существенное воздействие на окружающую природную среду. Разработка Комсомольского месторождения велась до настоящего времени без ориентации на природоохранные технологии в результате чего здесь наблюдаются:

- необоснованно завышенный отвод и техногенное нарушение земель под промысловыми объектами;

- отсутствие рекультивации нарушенных земель после добычи стройматериалов и широкое развитие процессов деградации земель (эрозия, эоловые процессы);

- широкомасштабное загрязнение земель, почв, поверхностных и грунтовых вод в результате применения амбарного способа бурения, использования высокотоксичных буровых растворов, разливов нефти;

- уничтожение и деградация растительных сообществ, сокращение их видового разнообразия;

- нарушение местообитания и сокращение численности животного мира

В геоморфологическом отношении на территории месторождения выделяются водораздельный и долинный комплексы. Водораздельный комплекс представлен третьей (озерно-аллювиальной) и первой террасами, долинный - поймами рек. Третья терраса выделяется в пределах отложений казанцевской свиты, первая - в пределах отложений сартанской свиты, долинный комплекс - в пределах современных четвертичных аллювиальных и озерно-болотных отложений. Поверхность третьей террасы характеризуется уплощенным плоско-бугристым рельефом и прорезана долинами рек и ложбинами стока. Относительная высота террасы - около 30 м. Первая надпойменная терраса представляет равнинную поверхность, осложненную значительным количеством болот и термокарстовых озер. Поверхность пойм в пределах месторождения плоская, слаборасчлененная, с большим количеством стариц и озер, а также наличием западинно-бугристых и остаточно-полигональных форм рельефа.

Основные экзогенные процессы на территории месторождения - овражная эрозия на бровке III надпойменной террасы, подтопление, заболачивание, морозное сезонное пучение грунтов, термокарст и эоловое развевание на нарушенных участках.

Восточную границу месторождения огибает р.Пякупур, территорию месторождения пересекают р.р.Вораяха, Воратаркояха и Хэкудьяха. Реки равнинного типа - с малыми скоростями течения. Воды поверхностных источников - гидрокарбонатного, кальциевого и магниевого типа, пресные с минерализацией менее 60 мг/л. Особенностью их режима являются большая неравномерность поверхностного стока, длительный ледовый режим (до 7 месяцев), высокая мутность воды (20 - 50 г/куб.м), низкое содержание биомассы и существенно замедленные процессы ее продуцирования и регенерации, а также наличие заморных явлений в зимний период и низкая способность речных вод к самоочищению.

Потенциальные операторы проекта выполнили предварительное изыскание для количественного определения уровня причиненного ранее экологического ущерба. Более обширное и глубокое исследование предусмотрено в рамках первого этапа реализации проекта, на базе которого будет согласована и реализована программа восстановления нарушенных территорий. Авторы утверждают, что "на всех тех участках промысла, которые уже заняты под существующие промысловые сооружения, предлагаемое повторное освоение приведет к улучшению экологических условий". Представляется, что для российской стороны это будет весьма выгодным: улучшить современное состояние природной среды до относительно безопасного уровня при одновременном поступлении средств в федеральный и местный бюджеты. Разумеется, этот вывод справедлив при условии выполнения потенциальным оператором всех декларируемых обязательств.

5.2. Охрана недр и оценка техногенного воздействия на рельеф

Негативное воздействие на недра и рельеф в процессе реализации проекта разработки Комсомольского месторождения будет оказано в процессе:

- бурения значительного количества (1004 - по показателям ГКЗ или 259 по варианту 5) добывающих и нагнетательных скважин;

- извлечения из недр нефти, газа и попутной воды;

- закачки пластовой и речной воды для ППД;

- формирования техногенного рельефа при отсыпке кустовых оснований, прокладке линейных сооружений (трубопроводов, ЛЭП, автодорог), разработке карьеров песчаного материала;

Охрану и рациональное использование недр согласно ТЭО планируется обеспечить путем:

- повышения надежности цементирования эксплуатационных колонн;

- использования слаботоксичных буровых растворов на пресноводной основе;

- использования минимально возможного диаметра обсадных труб для сокращения объема шлама и других отходов бурения;

- применение системы заводнения пласта для более полного извлечения запасов нефти и газа;

- использования попутного газа для нужд промысла;

- очистки и повторного использования пластовых вод для поддержания ППД.

По экспортируемым материалам данного раздела высказаны следующие замечания и предложения:

1. Вследствие недоразведанности месторождения, ошибок, допущенных "Пурнефтегазом" при опытной отработке и геологической недоизученности объекта, ТЭО может рассматриваться как предварительный документ. Его ориентировочный характер определяется также тем, что авторы сузили круг возможных вариантов разработки месторождения. При этом сложность и многоплановость месторождения существенно затруднили поиск наилучшего варианта освоения запасов углеводородов.

Подготовительный 2-х годичный этап отодвигает срок получения первой нефти и соответствующих доходов государства.

2. Мерзлотно-геологическая характеристика территории представлена недостаточно полно. Практически нет данных о распространении и интенсивности проявления процессов пучения, термокарста, термоэрозии, эрозии. Отрывочны данные о многолетнемерзлых породах, имеются лишь единичные измерения температур пород на небольшую глубину, не все типы местности охарактеризованы в геокриологическом отношении, нет достаточно подробной мерзлотной карты района. Неизученными остаются вопросы о газгидратах, степени льдонасыщенности глубокозалегающих мерзлых пород. Эти вопросы актуальны, так как бурение приводит к оттаиванию мерзлых толщ, что в свою очередь может привести к весьма значительным и даже катастрофическим просадкам земной поверхности, что и произошло на Ямсовейском месторождении.

5.3. Охрана атмосферного воздуха

Перечень основных источников загрязнения атмосферного воздуха приводится в разделе 5.1. Отмечается, что для эксплуатации нефтяных месторождений наиболее типичны выбросы двуокиси и окиси углерода, окислов азота, образующиеся при сжигании природного газа, а также несгоревшие углеводороды и выхлопные газы дизелей, работающих в промзоне. Последние могут содержать и двуокись серы. Источниками загрязнения атмосферы газообразными углеводородами, в основном метаном, являются также вентиляционные выпуски газа на резервуарах и аппаратах подготовки нефти.

Выбросы загрязняющих веществ при сжигании газа на факелах, зависящие от конструкции установок и, соответственно, от потребности в топливном газе и нормы подачи газа на факел оценены в представленном ТЭО приблизительно, на основе опыта подобных проектов.

Оценка выбросов основных источников загрязнения атмосферы приводится в разделе 5.3.3. Расчеты объемов выбросов стационарных источников и автотранспорта выполнены на основе "Методов оценки выбросов в атмосферу при разведке и добыче", содержащиеся в отчете N 2/59/197. Международный форум по разведке и добыче в нефтяной промышленности. Сентябрь: 1994 г.

Для автомобильного транспорта с учетом класса автомашин (малой, средней и большой грузоподъемности) приведены расчетные максимальные выбросы для трех этапов разработки месторождения (бурение, строительство, добыча). Расчет необходимого потребления горючего основан на данных "Канадской программы борьбы с загрязнением воздуха автомобильными выхлопами" (Отчет УЗЫ 2-ФЗ-75-1). Приводится суммарная оценка объемов выбросов вредных веществ при аварийных ситуациях: разрывах трубопроводов, нарушениях технологии на факельных установках, открытые скважинные фонтаны, включение комплекта резервных электрогенераторов.

На территории месторождения на момент составления ОВОС не имелось достаточного количества натурных измерений для репрезентативной оценки качества атмосферного воздуха. По аналогии с расчетами содержания вредных веществ в атмосфере для другого, подобного Комсомольскому, месторождения предполагается, что концентрации окислов азота, твердых частиц, летучих углеводородных соединений не превысят значений ПДК. В ТЭО отмечается необходимость на стадии разработки рабочего проекта промысла более полного и детального анализа загрязнения атмосферы.

Предполагается, что широкое использование дизельных электрогенераторов, самосвалов, экскаваторов и другой техники на этапе строительства не приведет к ощутимому влиянию на качество воздуха и не окажет вредного воздействия на растительность.

Для предотвращения загрязнения атмосферы намечается принятие системы мер, обеспечивающих снижение поступления вредных веществ в атмосферу за счет полной герметизации системы сбора и транспорта нефти и комплекса проектных решений, и высокую степень автоматизации объектов. В период неблагоприятных метеоусловий планируется осуществлять меры по регулированию выбросов.

В целях получения высоких показателей в области охраны окружающей среды Инвестором разрабатывается комплексная, систематическая и структурно обоснованная Система обеспечения здравоохранения, безопасности и охраны окружающей среды - ЗБООС. В рамках этой системы планируется организация мониторинга атмосферного воздуха, включающего ежемесячный и сезонный мониторинг концентраций углеводородов, окислов азота, окиси углерода и двуокиси серы, а также отбор проб осадков и определение содержаний в воздухе сажи, спиртов, аминов и тяжелых металлов в летний и зимний сезоны. Мониторинг растительности планируется проводить на репрезентативных участках постоянного наблюдения.

В последующих проектных разработках следует учесть следующие замечания и предложения:

1. В качестве критериев оценки состояния загрязненного воздуха предполагается использовать только санитарно-гигиенические нормы - значения разовых (краткосрочных) ПДК, так как в тексте ОВОС другие критерии не приведены. Для оценки воздействия необходимо использовать также среднесуточные величины ПДК и экологические критерии. В районе месторождения, как это следует из результатов проведенных обследований, широко распространены чувствительные к загрязнению виды растительности, включая дикорастущие ягодные и лекарственные растения.

2. В проекте ОВОС приводятся достаточно подробные данные о качественном и количественном составе выбросов от основных источников, но при этом отсутствуют характеристики источников выбросов (высота, скорость, температура выброса), необходимые для расчетов концентраций вредных веществ в атмосфере, что не дает возможности количественной, хотя и приближенной, оценки возможных уровней загрязнения от наиболее значимых источников.

3. Расчетные объемы выбросов автотранспорта основаны на данных о качественном составе выхлопных газов и единичных, то есть на 1 км пробега или на 1 т топлива, выбросов, приведенных в цитируемом источнике (Канадской программе борьбы с загрязнением воздуха автомобильными выхлопами). Однако, в выбросах дизельных автотранспортных средств, согласно нашим отечественным и европейским нормам, содержатся в значительных количествах окислы азота и углеводороды.

4. Предполагаемый в системе ЗБООС мониторинг атмосферного воздуха включает два вида наблюдений: ежемесячный и сезонный; при этом отсутствуют сведения о более краткопериодных измерениях. Намечаемая система наблюдений за уровнем загрязнения воздуха должна функционировать в соответствии с требованиями Государственной службы мониторинга окружающей среды, согласно которым, в соответствии с "Руководством по контролю загрязнения атмосферы (РД 52.04.186-89 - Москва, Гидрометеоиздат, 1991) регулярные наблюдения на стационарных станциях проводятся 3 - 4 раза в сутки. Необходима организация постоянных наблюдений в пос.Губкинском (население 20 тыс.человек), находящимся на расстоянии около 15 км от месторождения и расположенном в зимний период по направлению преобладающего атмосферного переноса, так как а это время наибольшую повторяемость имеют ветры южных румбов.


5.4. Охрана и рациональное использование водных ресурсов

В процессе реализации проекта освоения Комсомольского месторождения техногенное воздействие на поверхностные и подземные воды будет происходить при:

- отборе подземных вод для хозпитьевых и технических целей (в ТЭО этот вопрос рассмотрен в вариантной постановке, так как не определено место строительства вахтового поселка для буровых и ремонтных бригад);

- отборе поверхностных вод для заводнения (около 3 млн.куб.м/год) из р.Пякупур;

- бурении и эксплуатации добычных и нагнетательных скважин;

- сбросе бытовых и технических стоков;

- строительстве крупноплощадных и протяженных (линейных) объектов, изменяющих сложившуюся систему поверхностного стока и гидрологический режим водоемов;

- транспорте сырой нефти и подтоварной воды при штатных и аварийных ситуациях.

В целях охраны и рационального использования ресурсов подземных и поверхностных вод в ТЭО предусмотрены:

- перекрытие горизонтов, содержащих пресные воды обсадными колоннами и цементация скважин с целью исключения межпластовых перетоков и попадания в них сточных вод;

- размещение новых кустовых и технологических площадок за пределами водоохранных зон;

- размещение складов ГСМ и химреагентов на непроницаемых, забетонированных и обвалованных площадках для локализации утечек и разливов;

- размещение трасс трубопроводов, автомобильных дорог, кустовых оснований с учетом естественного стока поверхностных и грунтовых вод;

- сооружение водопропускных устройств и мостов в местах пересечения концентрированного поверхностного стока.

По данному разделу ТЭО высказаны следующие замечания:

1. Приведенных в ТЭО материалов недостаточно для решения вопросов обеспечения водоснабжения с учетом предполагаемого строительства вахтового поселка на месторождении. Необходимо обосновать размещение водозабора, рассмотреть вопросы очистки воды, сброса бытовых стоков. Нормативы водопотребления для самостоятельного вахтового поселка занижены.

При размещении вахтового поселка в "Губкинском" проблема водоснабжения может быть решена скорее всего за счет централизованного водопровода (возможно и индивидуальной скважины).

2. Потребность в воде для хозпитьевых целей - небольшая и не скажется на сработке запасов подземных вод. Однако, строительство водозабора для добычи пресных подземных вод (вариант вахтового поселка на месторождении) должно быть оформлено в соответствии с действующим законодательством России.

3. В результате смыва загрязнений с атмосферными осадками с территории объектов будет происходить загрязнение поверхностных водотоков и водоемов. В связи с этим необходима организация мониторинга водных объектов, что в общем виде в ТЭО предусмотрено, но требуется конкретизация сети и состава наблюдений.

4. Необходимо предусмотреть использование очищенных дождевых стоков с промышленных установок в системе оборотного водоснабжения или их повторное использование в технологическом цикле, исключив их сброс в водоемы.

5. Наиболее подвержены коррозии и разрушению трубопроводы для подтоварной воды. Прорывы этих трубопроводов могут вызвать "залповое" засоление поверхностных вод и неглубоких подземных вод. Помимо чисто химического загрязнения подтоварные воды могут представлять экологическую опасность из-за возможного присутствия в них радиоактивных осадков (соли радия, осаждающиеся на сульфате бария и стронция). Кроме того радиоактивные осадки могут накапливаться в емкостях, где производится разделение нефти и воды. В основных материалах ТЭО контроль за возможным наличием радионуклидов не предусмотрен, при этом контроль должен осуществляться не только по J-излучению, но в основном по L-излучению. Захоронение осадков из емкостей должно осуществляться с учетом их возможной радиоактивности.

6. При заложенных в ТЭО технологиях строительства и эксплуатация скважин загрязнение подземных вод маловероятно, хотя и не исключено. В связи с этим необходима организация и проведение мониторинга подземных вод на территориях, прилегающих к кустам эксплуатационных и нагнетательных скважин (В ТЭО мониторинг подземных вод предусмотрен вдоль дорог?).

7. При переоформлении лицензии необходимо согласовать местоположение двух действующих кустовых площадок, которые находятся в водоохранной зоне, и будут использоваться в дальнейшем. Равным образом не определено местоположение двух новых площадок.

8. Необходимо также произвести оценку возможного ущерба рыбным запасам р.Пякупур в связи с планируемым отбором воды для закачки в пласт.


5.5. Нарушение и загрязнение земель и почв и меры по охране земельных ресурсов

В ТЭО проанализированы источники воздействия на почвы и грунты, к которым относятся кустовые и технологические площадки, нефте-, газо- и водопроводы, площадные сооружения, сооружения вспомогательного производства.

Задачи сокращения площади изымаемых под разработку земель предполагается в ТЭО решить путем:

- прокладки дорог, трубопроводов и ЛЭП в едином коридоре с уже проложенными коммуникациями;

- использования уже отсыпанных кустовых площадок.

Химическое загрязнение почв и земель исключается или предельно сокращается благодаря:

- устройству подсыпок под всеми сооружаемыми объектами;

- исключению сброса на рельеф промысловых сточных вод;

- устройству приустьевых площадок со сбором загрязненных стоков;

- организации экологически безопасной системы накопления, хранения и полной утилизации всех токсичных отходов;

- рекультивации земель;

- использованию гербицидов в ограниченных количествах только в тех местах, где неуправляемый рост растительности может создать пожароопасную обстановку.

В целях охраны почв и земельных ресурсов на следующих этапах проектирования следует:

- проанализировать структуру почвенного покрова непосредственно на местах сооружения кустовых оснований, трасс трубопроводов и дорог, используя на эти участки почвенную карту масштаба 1:10000 и крупнее;

- определить площади, занимаемые различными типами почв на участках, где снятию подлежит плодородный слой почв;

- определить мощности гумусового и торфяного горизонтов, подлежащих снятию в различных типах почв;

- оценить устойчивость различных типов почв к загрязнению и деградации в зоне возможного негативного воздействия и разработать комплекс природоохранных мер по предотвращению негативных последствий;

- разработать требования и методы технической и биологической рекультивации карьеров, кустовых площадок и линейных сооружений (трасс трубопроводов, автодорог, ЛЭП);

- рассмотреть характер землепользования и землеустройства Комсомольского месторождения;

- проанализировать структуру сельскохозяйственных угодий, изымаемых для освоения и попадаемых в зону воздействия промысла;

- оценить продуктивность изымаемых оленьих пастбищ и их хозяйственную ценность;

- проанализировать трансформацию земельного фонда в процессе освоения месторождения;

- оценить убытки и потери сельскохозяйственного производства от изъятия оленьих пастбищ;

- определить размеры дополнительных площадей, отводимых под разработку сроком на 20 лет;

5.6. Охрана и рациональное использование биологических ресурсов

5.6.1. Оценка воздействия на растительность и меры по ее охране

При реализации проекта воздействие на растительный покров будет связано с:

- уничтожением растительности при сооружении буровых площадок, трубопроводов, автодорог, разработки карьеров;

- деградацией растительного покрова или перестройкой структуры растительных сообществ при подтоплении, иссушении, эрозии, дефляции, механическом повреждении, процессах, связанных с нарушением криолитогенеза;

- сокращением продуктивности естественных кормовых угодий;

- гибелью и деградацией растительного покрова в результате аварийных разливов.

Многие положения рассматриваемого проекта базируются на результатах предварительных изысканий, а более масштабные и глубокие планируется осуществить на следующих этапах проектирования. По данным полевых исследований, космических и лесоустроительных съемок составлена геоботаническая карта. Тем не менее отсутствие некоторых конкретных сведений позволяет сделать следующие замечания:

1. В ТЭО нет оценки изменения в состоянии растительности и отдельных видов, вызванных воздействием эксплуатируемого Комсомольского месторождения. Не определена площадь, охваченная негативным воздействием, на каком расстоянии от источника загрязнения и в какой степени проявляются признаки деградации.

Если практически исчезли лишайниковые сосняки и лиственничники в результате антропогенного воздействия, о чем сказано в проекте, то это влияние должно достаточно четко прослеживаться на прилегающей территории.

2. Отсутствует обоснование соответствия требованиям нормативных актов по водоохранным зонам намерение вырубать деревья в водоохранных зонах и в прибрежной полосе (стр.87). Информация о водоохранных зонах и прибрежных полосах, приводимая на стр.52 ясности не вносит.

3. Не приведены данные, обосновывающие заключение, что воздействие шума, света и транспорта будет заметным в зоне радиусом в 3 км от территории месторождения и в радиусе 1,5 км от дорог (стр.91).

4. Не приведены критерии, по которым отличаются особо чувствительные (уязвимые) зоны (стр.68, 88) от критически важных территорий (стр.117).

5. Спорно суждение о том, что выхлопы от самосвалов, экскаваторов и т.п. техники не будут оказывать вредного воздействия на растительность и животный мир региона (стр.105). В масштабе региона это воздействие возможно и не будет заметным, но на участках, прилегающих к дорогам, оно может быть очень существенным. Известно, что тяжелые металлы из выхлопов накапливаются в растениях и почвах, а далее по цепочке (если растения, например, съедобны) они могут оказывать вредное воздействие на организм животных и человека.

6. Среди объектов, подлежащих анализу по программе мониторинга, указан самый верхний ярус листвы деревьев (стр.124). Но с верхнего яруса вредные вещества могут смываться осадками, поэтому важно исследовать и опад. Не указаны лишайники, хотя сами авторы отмечают исчезновение лишайниковых лесов в регионе из-за чувствительности лишайников к антропогенному воздействию. Известно, что лишайники особенно чувствительны к загрязнению воздуха, в связи с чем могут служить надежными индикаторами состояния окружающей среды, и должны быть включены как объект наблюдения в программу мониторинга.

7. Некоторые воздействия оцениваются как незначительные, например, это касается изменения гидрологического режима болот. Признается, что "не исключено нарушение гидрологии болот" и в тоже время оценка воздействия строительства дорог на поверхностную гидрологию в ТЭО определена как ограниченная (стр.48, 49). При этом справедливо указывается (стр.118), что любая деятельность на болотистой местности неизбежно влечет за собой изменение гидрологического режима, из-за чего практически невозможно восстановить первоначальную ситуацию после прекращения эксплуатации месторождения.

5.6.2. Оценка негативного воздействия на животный мир

Нарушение среды обитания и изменение численности животного мира при реализации проекта произойдет в результате:

- уничтожения мест обитания животных при изъятии земель под строительство объектов нефтепромысла;

- изменения путей миграции животных вследствие техногенного воздействия (шума, близости промышленных объектов и пр.);

- сокращения кормовой базы.

На следующих этапах проектирования необходимо сделать прогноз изменения видового состава и численности животного мира и оценить потери промысловых, редких и исчезающих видов животных и птиц.

5.7. Сбор, переработка и захоронение отходов

В ТЭО предусматривается снижение объема отходов, очистка, повторное их использование, переработка и экологически безопасные ликвидация и захоронение.

Твердые отходы включают бытовые отходы (упаковки различного типа и пищевые отходы), промышленные отходы (химреагенты, металлолом, твердые отходы бурения) и твердые углеводороды (шлам, песок).

Предполагается использование бурового раствора на водной основе (пресная вода); выборочно в буровой раствор будут добавляться химреагенты низкой токсичности. Буровой шлам будет собираться в металлические емкости и транспортироваться на центральный полигон переработки, где шлам будет отверждаться в выщелачиваемый продукт. По расчетам на каждую эксплуатационную скважину будет вырабатываться 150 куб.м бурового шлама.

ТЭО предусматривает обязательный учет всех химреагентов, имеющихся на рабочей площадке, степени их токсичности и последствий использования этих веществ с точки зрения здравоохранения, техники безопасности и охраны окружающей среды.

Предполагаемый объем твердых отходов за 20 лет эксплуатации месторождения составит приблизительно 120 000 т с максимальным количеством отходов в течение 4-го года осуществления проекта.

Жидкие отходы включают поверхностные стоки (дренаж), хозяйственные и канализационные стоки и нефтесодержащие и парафиносодержащие отходы.

Атмосферные осадки с территории промышленных установок будут собираться в специальные отстойники, подвергаться анализу на токсичность, проходить глубокую очистку и сбрасываться в водоемы. Участки, наиболее подверженные загрязнению, обеспечиваются специальными средствами ограничения распространения загрязняющих веществ (поддоны, амбары и т.п.). Канализационные и хозяйственные сточные воды проходят предварительную очистку в отстойниках и поглотительных колодцах. Оператор предполагает использовать новейшую методику утилизации неФтесодержащих отходов.

В течение 20 лет объем жидких отходов составит около 5 000 т с пиковым значением на 4-ый год эксплуатации месторождения.

5.8. Мониторинг окружающей природной среды

В ТЭО указано, что планируется организовать мониторинг окружающей природной среды за качеством воздуха, почв, поверхностных и подземных вод, а также состоянием растительного и животного мира. Программа мониторинга должна обеспечить получение количественной информации о загрязнении, нарушении и деградации всех природных компонентов.

Однако, в представленных материалах отсутствует четкая и обоснованная программа организации и функционирования системы комплексного ландшафтно-экологического мониторинга. Предложенные в проекте позиции фрагментарны и не обеспечивают надлежащего контроля за состоянием окружающей природной среды. На следующих стадиях ТЭО необходимо обосновать размещение сети мониторинга, определить для каждого компонента природной среды приоритетные контролируемые параметры, наметить сроки их наблюдения, а также разработать систему организации эколого-аналитического контроля и программу выработки экстренных и долгосрочных мер по обеспечению экологической безопасности.

5.9. Оценка степени риска

Как известно, добыча и транспортировка углеводородного топлива относится к категории большого экологического риска с высокой вероятностью наступления аварийный ситуаций. Следует отметить, что соответствующий раздел 5.5 Тома 3 чрезвычайно краток и представляет собой скорее декларацию о намерениях. Необходимо выполнить оценку возможных масштабов аварийных воздействий и разработать план реальных действий.


6. Социально-экономическая оценка и последствия реализации проекта


Экономические аспекты ОВОС и оценка затрат на осуществление природоохранных мероприятий рассмотрены недостаточно. Имеются следующие основные замечания к представленным материалам:

1. Отсутствует оценка объемов, параметров и стоимость платежей за выбросы от сжигаемого на факеле газа, получаемого при разделении фракций газа низкого давления.

Не проанализирована возможность использования эжекторной технологии для ликвидации сжигания газа разгазирования, которая уже применяется при разработке ряда месторождений на севере Западной Сибири.

2. Неясны величина капитальной составляющей затрат на экологические цели и ее доля в суммарной инвестиционной компоненте проектных издержек. Ориентировочно затраты на мероприятия, связанные с охраной окружающей среды составят 267 млн.дол. США (по состоянию на 1995 г.). На этом фоне трудно судить, достаточно ли окажется 7% совокупных текущих затрат на природоохранные нужды на стадии эксплуатации месторождения. В частности это относится к проведению:

- рекультивационных работ на этапе ликвидации месторождения;

- работ по экологическому мониторингу;

- определенного объема научно-исследовательских работ, включающих также исследования демографии, экономики, социально-культурных последствий разработки месторождения.

3. Отсутствуют полные данные об экономической оценке ущербов, что сильно затрудняет проверку приведенных в материалах экономических показателей вариантов реализации проектов и их сравнительной эффективности, например:

- не подсчитан ущерб животному миру и охотничье-промысловому хозяйству;

- не подсчитан ущерб водоемам, имеющим рыбохозяйственное значение при строительстве переходов через водные преграды при прокладке линейных сооружений и автодорог;

- нет оценки ущерба окружающей среде при штатной и нештатной ситуации; необходимо определить максимально-возможный ущерб при нештатных ситуациях;

- не разработан механизм компенсации ущерба окружающей среде при аварийных ситуациях.

4. С экономической точки зрения успешность реализации проекта кажется весьма неопределенной, если не сказать проблематичной. Оценки совокупного дохода изменяются в зависимости от вариантов его реализации в десятки раз. Если подобные колебания отразятся, хотя бы и косвенно, на экологических характеристиках выбранного варианта проекта, то угроза невыполнения декларированных высоких стандартов в этой области становится вполне реальной.

Социальные проблемы при реализации проектов на Крайнем Севере чрезвычайно сложны и многогранны. Имеющихся в тексте материалов на двух страницах по данному поводу также явно недостаточно.

5. Главным недостатком представленных материалов в части их экономической и социальной оценки следует считать их чрезвычайно предварительный характер, в большинстве случаев даже не привязанных к конкретным технологиям (их еще только предстоит определить). Это снижает достоверность приводимых данных, а также ослабляет уверенность в реализации намеченного достаточно полного и надежного комплекса природоохранных мероприятий.


7. Эколого-правовая оценка "Соглашения о разделе продукции"


7.1. Рассмотрев текст представленного проекта Соглашения о разделе продукции между Государством и Инвестором - акционерным обществом "Пурнефтегаз" и совместным предприятием "Квинтана/Шелл", следует отметить, что на данной стадии разработки проекта вопросы, касающиеся определения предмета Соглашения, работы Наблюдательного Совета, представления и утверждения предварительного плана освоения месторождения и иных документов, требований к организации подрядных работ, исчисления и уплата налогов и иные, входящие в общий текст Соглашения, в целом решены удовлетворительно.

Однако, представленный проект Соглашения не учитывает требования Российского законодательства в части охраны окружающей среды. Так, в Соглашении отсутствуют, предусмотренные Федеральным законом "О соглашениях о разделе продукции" (статья 7) положения об обязательствах Инвестора по осуществлению мер, направленных на предотвращение вредного влияния намечаемых работ на окружающую природную среду, а также по ликвидации такого влияния.

Не предусмотрено страхование ответственности по возмещению ущерба в случае аварий, повлекших за собой вредное влияние на окружающую природную среду. Не содержатся обязательства по очистке от загрязнений территорий, на которой проводились работы по Соглашению.

В связи с этим в процессе работы Наблюдательного Совета и переговоров необходимо предусмотреть доработку Соглашения с учетом законодательных требований, включив дополнительный раздел, определяющий обязательства Инвестора по вышеуказанным вопросам, а также взаимоотношения Инвестора и Государства по другим аспектам природопользования. В том числе требует уточнения вопрос о возможности воздействия работ по соглашению на условия традиционного проживания и хозяйственной деятельности малочисленных этнических общностей Ямало-Ненецкого автономного округа.

По тексту представленного Соглашения у экспертной комиссии имеются замечания, которые необходимо учесть при заключении Соглашения:

1. Дополнительно указать в разделе "1a Определения" при разъяснении термина "Общепринятые нормы и стандарты мировой нефтегазовой промышленности", что такого рода нормы и стандарты применяются при реализации Соглашения только в той степени, в какой они не противоречат российскому природоохранительному законодательству.

2. В разделе "5б Обязанности Наблюдательного Совета" в число обязанностей включить осуществление контроля за соблюдением принятых по данному Соглашению и в связи с его реализацией правил и норм экологической безопасности населения и территорий, в первую очередь, для недопущения ухудшения состояния окружающей среды в процессе действия договора и после прекращения его действия.

3. В разделе "8д Экономическая целесообразность" необходимо сделать дополнение о том, что Наблюдательный совет не может внести изменения, дополнения и поправки, которые не являются экономически целесообразными, "за исключением случаев, когда такие расходы необходимы для предотвращения ущерба окружающей среде".

4. В раздел "10 с Требования, предъявляемые к подрядчикам" следует включить экологические показатели, сформулировав их в виде общего требования к подрядчику, который "должен быть способен выполнять эти логические требования к ведению взятых им на себя работ".

5. В разделе "18 О праве собственности на совместную информацию" в перечень видов такой информации помимо геофизических и геохимических данных и других сведений, указанных в тексте Соглашения следует включить данные о состоянии окружающей среды, ее охране, происходящих в связи с реализацией проекта изменениях, а также оговорить общую обязанность инвестора фиксировать ее в форме, соответствующей принятым в Российской Федерации стандартам.

6. В раздел "23 д Гарантии защиты" следует включить вопросы, касающиеся проведения и выполнения рекомендаций экологической экспертизы, рассмотрения жалоб граждан, их объединений и иных организаций об ухудшении состоянии окружающей среды в связи с реализацией проекта.

7. В соответствии с Законом Российской Федерации "О соглашении о разделе продукции" определить "предельный уровень" произведенной продукции, которая передается в собственность инвестора для возмещения его затрат.

8. Указать состав затрат, которые Инвестор возмещает за счет компенсационной продукции.

9. Сделать ссылки на законодательство Российской Федерации в части требований по рациональному использованию и охране недр и окружающей среды.

10. Предусмотреть прекращение действия "Соглашения" в случае невыполнения Инвестором своих обязательств.

11. Указать объемы затрат на охрану окружающей среды (в целом и по видам использования природных ресурсов) на каждом этапе обустройства месторождения (строительство, эксплуатация, ликвидация нефтепромыслов).

12. При нештатной ситуации (максимально возможный ущерб) уточнить, кто и как участвует в ликвидации этой нештатной ситуации и в чьи затраты входит эта компенсация.

13. Определить мероприятия по экологической, социальной и экономической защите коренного населения.


8. Общая оценка материалов


1. Рассматриваемое ТЭО в технологическом плане является предварительным документом вследствие недоразведанности месторождения, недостаточной исходной геолого-промысловой информации и глубины проработки проектных решений. Тем не менее данные материалы ТЭО могут быть положены в основу при дальнейшем проектировании, так как после заключения соглашения о разделе продукции Инвесторы в течение 2-х лет намереваются выполнить необходимый комплекс исследований и подготовить проект разработки месторождения в полном объеме.

2. Как следует из анализа материалов ТЭО, АО "Пурнефтегаз" в процессе освоения Комсомольского месторождения показал себя как несостоятельный оператор, что проявилось в неграмотной эксплуатации месторождения (сооружение некачественных эксплуатационных скважин, отсутствие контроля за показателями добычи нефти, газа и конденсата и т.п.).

3. Структура представленных материалов является недостаточно систематизированной с многочисленными повторами и низким качеством перевода.

По результатам анализа материалов ТЭО экспертами отмечается следующее.

Оценка современного экологического состояния территории освоения недостаточна. Представленные в ТЭО данные носят в большинстве своем чисто информационный и описательный характер, что не позволяет судить о степени техногенной освоенности и нарушенности окружающей природной среды.

В целом в ТЭО не нашли отражения:

- инвентаризация и оценка существующих ландшафтных и функциональных особенностей района освоения;

- оценка устойчивости существующих геосистем (ландшафтов) и их компонентов к намечаемому воздействию (как прямому, так и косвенному);

- оценка функциональной и хозяйственной значимости природных геосистем, их ресурсного потенциала;

- научно-обоснованный прогноз развития неблагоприятных природных процессов при дальнейшем освоении месторождения;

- разработка территориально дифференцированных норм техногенных нагрузок на формирующиеся в процессе освоения месторождения природно-технические системы;

- разработка территориально-дифференцированного комплекса природоохранных мероприятий по предотвращению и минимизации нештатных ситуаций.

В целях обеспечения экологически безопасного освоения месторождения и достижения поставленных целей по улучшению экологической ситуации экспертная комиссия рекомендует Инвестору в рамках первого этапа реализации Соглашения провести эколого-экономическую оценку ущерба всем природным компонентам в результате предшествующей хозяйственной деятельности (экологический аудит).

4. Экспертная комиссия отмечает, что разработчики представленных материалов не в полной мере учитывают требования нормативных и законодательных актов Российской Федерации, которыми определяются стадии проектирования и состав проектной документации. Например, следующим этапом проектирования в ТЭО и в Соглашении определен "план освоения", который как стадия выполнения проектных работ не предусмотрен Российскими нормативными документами.

В соответствии с требованиями СНиП-11-01-95 "Инструкции о порядке разработки, согласования, утверждения и составе проектной документации на строительство предприятий и сооружений" на следующей стадии должен быть разработан ТЭО-проект и представлен на государственную экологическую экспертизу в Государственный комитет Российской Федерации по охране окружающей среды.


Выводы:

1. Принимая во внимание состояние разработки месторождения и сложившуюся в регионе месторождения неблагоприятную экологическую обстановку, экспертная комиссия положительно оценивает основные цели и концептуальные положения заключения Соглашения о разделе продукции на разработку Комсомольского месторождения.

2. Представленное Уточненное технико-экономическое обоснование разработки Комсомольского месторождения в целом соответствует по объему и содержанию стадии "Обоснование инвестиций" проектной подготовки строительства и может служить обосновывающим материалом к основным положениям Соглашения о разделе продукции.

3. В процессе переговоров о его заключении. Соглашение необходимо доработать в соответствии с настоящими замечаниями экспертной комиссии, а также привести в соответствие с требованием Федерального Закона "О соглашениях о разделе продукции" (ст.6 и ст.7) в части вопросов охраны окружающей среды, природопользования, защиты интересов коренного населения и развития социальной сферы Ямало-Ненецкого автономного округа.

4. Экспертной комиссией отмечается необходимость рассмотрения вопроса о целесообразности дальнейшего участия АО "Пурнефтегаз" в разработке Комсомольского месторождения в качестве оператора.

5. Высказанные в Сводном заключении экспертной комиссии замечания по материалам Уточненного ТЭО разработки Комсомольского месторождения должны быть учтены на стадии разработки проектной документации по эксплуатации месторождения.


Руководитель экспертной комиссии

А.А.Арбатов


Заместитель руководителя

Л.В.Бычковская


Ответственный секретарь

М.В.Новикова


Технический секретарь

Ю.В.Галкина


Члены экспертной комиссии


Л.И.Болтнева
А.И.Варущенко
О.Л.Дубовик
С.Н.Закиров
М.Я.Зыкин
Л.С.Исаева-Петрова
Н.В.Калиничева
А.В.Мухин
С.Ю.Пармузин
В.Г.Постников
В.А.Сахаров
В.П.Стрепетов
В.И.Фейгин
Ю.Г.Чельцов



Приказ Госкомэкологии РФ от 28 января 1997 г. N 24 "Об утверждении заключения государственной экологической экспертизы уточненного технико-экономического обоснования разработки Комсомольского месторождения для Соглашения о разделе продукции"


Текст приказа официально опубликован не был



Откройте нужный вам документ прямо сейчас или получите полный доступ к системе ГАРАНТ на 3 дня бесплатно!

Получить доступ к системе ГАРАНТ

Если вы являетесь пользователем интернет-версии системы ГАРАНТ, вы можете открыть этот документ прямо сейчас или запросить по Горячей линии в системе.